1 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы определяют численными методами при заданном максимальном рабочем давлении по результатам прочностного расчета с учетом механических характеристик трубы и срока ее предшествующей эксплуатации.

При этом полагают, что прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы оканчивается в момент времени, когда ее минимальное давление разрушения будет равно величине Kпор · Pраб, где Pраб — максимальное рабочее давление на участке газопровода, Kпор — пороговый коэффициент, принимаемый равным 1,25 для участков газопроводов категории III и IV, 1,5 — для участков газопроводов категории I и II и 1,875 — для участков газопроводов категории В. Значение коэффициента Kпор может быть снижено при условии принятия мер по предотвращению появления людей в зоне радиусом 350 метров от места расположения дефектной трубы (установка ограждений, предупреждающих табличек, постов и т.п.).

2 Для определения минимального давления разрушения трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой, используют модифицированное уравнение поверхностных дефектов, параметры которого для труб с дефектами и труб, отремонтированных контролируемой шлифовкой, получены на основе экспериментальных данных

((1)

• где Рэ — минимальное расчетное давление разрушения дефектной трубы, МПа (кгс/см2);
• δ — толщина стенки трубы, мм;
• R = D н/2 — δ — внутренний радиус трубы, мм;
• Dн — наружный диаметр трубы, мм;
• Aэ — площадь потери металла на проекции эффективной части сошлифованной области на продольную ортогональную плоскость, мм2;
• A0э — первоначальная площадь продольного сечения стенки трубы по длине эффективной части сошлифованной области, A0э = Lэ δ;
• Mэ — коэффициент Фолиаса, рассчитанный для эффективной части сошлифованной области

((2)

Lэ — длина эффективной части сошлифованной области, мм;

Параметры эффективной части сошлифованной области определяют по измеренной зависимости ее глубины от продольной координаты. Проекцию сошлифованной области разбивают на участки, ограниченные точками измерения глубины.

В пределах сошлифованной области может быть выделено конечное число K ее частей, каждая из которых образует непрерывную последовательность таких участков.

В результате процедуры, заключающейся в расчете величины Р*к для всех возможных частей сошлифованной области, определяют эффективную часть, для которой выполняется соотношение

((3)

где P*к — безразмерная величина, характеризующая влияние геометрических параметров k -ой части сошлифованной области на расчетное давление разрушения трубы;

Аk — площадь рассматриваемой части сошлифованной области

((4)

1. k — номер рассматриваемой части сошлифованной области, k = 1, 2, 3, …, K -1, K;
2. K — число возможных вариантов выделения части сошлифованной области;
3. n 1, n 2 — номера первого и последнего участков сошлифованной области в пределах рассматриваемой k -ой части сошлифованной области, n 1 = 1, 2, 3, …, N, n 2 = 1,2, 3, …, N;
4. N — число участков разбиения продольной проекции сошлифованной области, N = I -1;
5. I — число точек измерения глубины сошлифованной области;
6. Lj — длина j -го участка сошлифованной области, j = n 1, n 1 + 1, …, n 2 — 1, n 2;
7. xi — продольная координата i точки измерения глубины сошлифованной области;

tj = (ti + 1 + ti)/2,

((6)

ti — значение глубины сошлифованной области в i -ой точке измерения;

А0k — первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы по длине рассматриваемой k -ой части сошлифованной области

((7)

• Мk — коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины рассматриваемой части сошлифованной области.
• σэ — напряжение течения, вычисляемое по формуле:
• для стресс-коррозионных дефектов и дефектов продольных сварных швов, а также сошлифованных областей на трубах со стресс-коррозионными дефектами, образовавшихся после вышлифовки стресс-коррозионных и других дефектов

((8)

для других типов дефектов, а также сошлифованных областей на трубах, где не были обнаружены стресс-коррозионные дефекты

((9)

1. K 2 — коэффициент, учитывающий достигнутое в трубе давление, принимаемый равным 1 при Рф < Рэ и отношению при Рф >Рэ;
2. Рф — максимальное фактическое давление в трубе, достигнутое за месяц, предшествующий обследованию;
3. Рэ — минимальное расчетное давление разрушения дефектной трубы, рассчитанное на момент обследования;
4. σ0,2 — нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см2);
5. σвр — нормативный предел прочности трубной стали, МПа (кгс/см2);
6. К 3 — коэффициент, учитывающий статистический разброс значений напряжения течения, принимаемый равным — 0,05;
7. tэ — время работы отремонтированной трубы с момента начала эксплуатации до момента окончания эксплуатации, годы;
8. Рпр — проектное давление, МПа (кгс/см2).
9. 3 Для предотвращения ремонта труб, которые будут забракованы по результатам прочностного расчета, выполняют оценку прогнозируемого срока безопасной эксплуатации дефектной трубы после ремонта.

Оценку прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы выполняют в соответствии с п.п. 1, 2. При этом полагают, что глубина сошлифованной области после вышлифовки дефектной области будет на 0,2 мм превышать глубину дефектной области во всех ее точках.

4 Максимальное испытательное давление для трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой, принимают равным 87 % от минимального расчетного давления разрушения отремонтированной трубы, определяемого по формуле (1).

5 Максимальное испытательное давление для бездефектной трубы принимают равным давлению, вызывающему в стенке трубы кольцевое напряжение, равное 0,95 от нормативного предела текучести трубной стали. Его величину определяют по формуле (66) СНиП 2.05.06-85*.

6 Для отремонтированной трубы также выполняют проверочный расчет в соответствии с п. 5. Полученное значение сравнивают со значением, рассчитанным в соответствии с п. 4, и величину максимального испытательного давления принимают равной меньшему из указанных значений.

7 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы с дефектами продольных швов, не требующей ремонта, определяют в соответствии с п.п. 1, 2, а максимальное испытательное давление — в соответствии с п.п. 4 — 6. При этом вместо параметров сошлифованной области подставляют параметры дефектной области.

8 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой, прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы с дефектами продольных швов, не требующей ремонта, а также максимальное испытательное давление трубы, рекомендуется рассчитывать с использованием программы ГАЗНАДЗОР-ОД-СС.

9 Для ускорения принятия решения о ремонте труб контролируемой шлифовкой рекомендуется для каждого типа труб, уложенных на обследуемом участке газопровода, строить график зависимости максимальной глубины дефектов от их длины, соответствующий оценке срока безопасной эксплуатации труб равной 15 лет.

Если точка, соответствующая максимальной глубине и длине рассматриваемого дефекта лежит ниже указанного графика, труба подлежит ремонту контролируемой шлифовкой, а срок ее безопасной эксплуатации должен быть рассчитан после выполнения ремонта в удобное по условиям работы время.

В противном случае, срок безопасной эксплуатации трубы должен быть рассчитан непосредственно после измерения параметров дефекта, а решение о замене трубы принимают в зависимости от результатов этого расчета.

10 Зависимость максимальной глубины дефектов от их длины вычисляют по формуле

((10)

tmax — максимальная глубина дефекта, мм;

Рраб — рабочее давление в газопроводе, МПа (кгс/см2);

Kпор — пороговый коэффициент, зависящий от категории участка газопровода и принимаемый равным для участков: категории II — 1,5; категории III и IV — 1,25.

Значение коэффициента Kпор может быть снижено при условии принятия мер по предотвращению появления людей в зоне радиусом 350 метров от места расположения дефектной трубы (установка ограждений, предупреждающих табличек, постов и т.п.).

σпор — напряжение течения, вычисляемое по формуле:

для стресс — коррозионных дефектов и дефектов продольных сварных швов, а также сошлифованных областей на трубах со стресс-коррозионными дефектами, образовавшихся после вышлифовки стресс-коррозионных и других дефектов

((11)

для других типов дефектов, а также сошлифованных областей на трубах, где не были обнаружены стресс-коррозионные дефекты

((12)

• K 2 — коэффициент, учитывающий достигнутое в трубе давление, принимаемый равным 1 при Рф < Рэ и отношению при Рф > Рэ;
• Рф — максимальное фактическое давление в трубе, достигнутое за месяц, предшествующий обследованию;
• Рэ — минимальное расчетное давление разрушения дефектной трубы, рассчитанное на момент обследования;
• t σ = tэкс + tр — время от начала эксплуатации трубы до окончания заданного срока безопасной эксплуатации трубы, годы;
• tэкс — время работы трубы с момента ее ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;
• tр — заданный срок безопасной эксплуатации трубы, принимаемый равным 15 лет;
• Мп — коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины Lп

((13)

Lп — длина продольной проекции дефекта или сошлифованной области.

11 При оценке двух близлежащих дефектов по п.п.

9, 10 их рассматривают отдельно, если расстояние между ними в продольном направлении превышает ½ диаметра трубы, а расстояние в кольцевом направлении — ¼ периметра трубы.

В противном случае дефекты рассматривают как один дефект, имеющий длину равную расстояния от начала первого дефекта до конца второго, а максимальную глубину равную большей максимальной глубине дефектов.

12 График зависимости максимальной глубины дефекта от его длины для различных условий (срока эксплуатации, диаметра и толщины стенки трубы, категории газопровода, прочностных характеристик металла) рекомендуется строить по программе ГАЗНАДЗОР-ОД-Ш.

13 График зависимости максимальной глубины дефекта от его длины строят, как правило, для номинальной толщины стенки труб по ТУ на соответствующие трубы.

Если фактическая толщина стенки трубы отличается от номинальной, при использовании графика, максимальную глубину дефекта корректируют на разность между номинальной и фактической толщиной стенки трубы — при большей толщине стенки по сравнению с номинальной максимальную глубину дефекта уменьшают, в противном случае — увеличивают.

1. 3.5 Методика расчета срока обследования дефектных труб в шурфах после ВТД
2. 1 Срок обследования труб с поверхностными дефектами рассчитывают по измеренным максимальной глубине и длине продольной проекции дефектов.
3. 2 Связь расчетного давления разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта имеет вид:

((1)

• где Рп — расчетное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа (кгс/см2);
• σп — напряжение течения, вычисляемое по формуле:
• для стресс-коррозионных дефектов

((2)

для других типов дефектов

((3)

1. K 2 — коэффициент, учитывающий достигнутое в трубе давление, принимаемый равным 1 при Рф < Рп и отношению при Рф > Рп;
2. Рф — максимальное фактическое давление в трубе, достигнутое за месяц, предшествующий обследованию;
3. Рп — расчетное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, рассчитанное на момент обследования;
4. t σ = tэкс + tр — время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока, годы;
5. τэкс — время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;
6. τр — рассчитываемый срок обследования дефектной трубы в шурфе, годы;
7. Kп — коэффициент, учитывающий конфигурацию дефектов, принимаемый равным 0,7;
8. t max — максимальная глубина дефекта, мм;
9. Мп — коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины Lп

((4)

• Lп — оценка полной длины продольной проекции дефекта
• Lизм — измеренная длина дефекта, мм;
• tп — порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм;
• Kдоп — коэффициент, определенный по статистическим данным о конфигурации дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 1;
• Таблица 1

Отношение порога чувствительности прибора к максимальной глубине дефекта (tп/tmax)	Значение коэффициента Кдоп
от 0 до 0,4	0,15 Dн
от 0,4 до 0,5	0,15 Dн + Dн (tп / t max – 0,4)
свыше 0,5	0,25 Dн

1. Если организация, выполняющая ВТД, по результатам дефектоскопии выдает полную длину дефектов, коэффициент Kдоп принимают равным 0.
2. 3 Срок обследования трубы с отдельным дефектом определяют по формулам:
3. при tmax/σэкс > Vt

((6)

при t max/σэкс ≤ Vt

((7)

• где τэкс – время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;
• Vt – скорость изменения глубины дефектов, определяемая по результатам двух или более пропусков снарядов-дефектоскопов, по результатам исследований, проведенных на рассматриваемом или аналогичных участках газопроводов, а при отсутствии указанных результатов – по таблице 2.
• Таблица 2

Диаметр трубы, мм	Срок эксплуатации газопровода, годы	Значение Vtmin, мм/год
менее 10	0,6
10-25	0,6-0,02 (τэкс-10)
более 25

Резервуарам дадут пять

Подготовлен проект, ограничивающий сроки безопасной эксплуатации резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.

Проектом предполагается внесение изменений в:

— пункт 261 Правил промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов, утв. Приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 529;

— пункт 1042 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утв. Приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 № 534;

— пункт 36 Правил проведения экспертизы промышленной безопасности, утв. Приказом Ростехнадзора от 20 октября 2020 г. № 420.

В целях минимизации риска аварий и нанесения вреда, причинённого окружающей среде вследствие разлива нефти и нефтепродуктов, по истечении нормативных сроков службы резервуаров, установленных проектной документацией или по результатам оценки соответствия, допускается единоразовое установление в выводах заключения экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) срока дальнейшей безопасной их эксплуатации, но не более 5 лет.

При этом по истечении вновь установленного срока безопасной эксплуатации резервуары должны подлежать реконструкции или ликвидации (сносу) в порядке, предусмотренном законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности.

Кроме того, уточняется, что срок дальнейшей безопасной эксплуатации объекта, который указывается в заключении по результатам проведённой ЭПБ технического устройства, зданий и сооружений ОПО, должен определяться в соответствии с требованиями, на соответствие которым проводится оценка соответствия объекта экспертизы. Соответствующие изменения должны быть внесены в приказ Ростехнадзора от 20 октября 2020 № 420 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности»».

На основании анализа результатов выездных проверочных мероприятий, проводимых Ростехнадзором в рамках федерального государственного надзора в области промышленной безопасности в отношении юридических лиц и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих эксплуатацию опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов, установлено, что более 60 % объема эксплуатируемых вертикальных стальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов (далее – РВС), входящих в состав нефтебаз по хранению и перевалке нефти и нефтепродуктов, резервуарных парков и наливных станций магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, товарно-сырьевых парков центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих производств, а также складов горюче-смазочных материалов, выработало нормативный срок службы (эксплуатации).

Положениями пункта 10.2.1 ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия», введенного в действие приказом Росстандарта от 31 августа 2016 г. № 982-ст, определено, что в конце срока службы резервуара его ремонт невозможен либо нецелесообразен по экономическим причинам.

• Фактор крайней изношенности и предельного состояния основных конструкций РВС сдерживается со стороны владельцев опасных производственных объектов, как правило, недостаточным финансированием мероприятий, направленных на реализацию программ приведения действующих производств в соответствие с требованиями федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, в том числе посредством реконструкции опасных производственных объектов.
• В результате, вместо реконструкции опасного производственного объекта, направленной на обновление основных фондов производства, эксплуатирующие организации периодически привлекают специализированные организации для проведения экспертизы промышленной безопасности РВС в целях продления истекшего срока его службы (эксплуатации), что в свою очередь не решает проблему физического износа основных конструкций РВС, но при этом увеличивает риск возникновения аварии на опасном производственном объекте, связанной с разгерметизацией РВС.
• Планируется, что новые требования начнут применяться с 1 сентября 2023 года.
• Общественное обсуждение проекта ведомственого приказа продлится до 23 августа 2022 г. 
• Изображение

Скачать ознакомительный номер Купить журнал со статьей

ДЗМ

Любое изделие имеет определённый срок службы, во время которого производителем даётся гарантия, что изделие будет в полной мере выполнять свои функции в полной мере. Срок службы и безопасной эксплуатации резервуаров регламентируется ГОСТ 52910-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Данный стандарт описывает ряд требований и параметров:

• Общий срок службы резервуаров, зависящий от выбора материала, учета температурных, силовых и коррозионных воздействий, нормированием дефектов сварных соединений, оптимальных конструктивных решений металлоконструкций, оснований и фундаментов, допусками на изготовление и монтаж конструкций, способов защиты от коррозии и назначением регламента обслуживания.
• Расчетный срок службы статически нагружаемых резервуаров должен регламентироваться коррозионным износом конструкций.
• При наличии антикоррозионной защиты несущих и ограждающих конструкций срок службы резервуара должен обеспечиваться принятой системой защиты от коррозии, имеющей гарантированный срок службы не менее 10 лет, совпадающий со сроком проведения полного технического диагностирования.
• При использовании системы антикоррозионной защиты с гарантированным сроком службы менее 10 лет для элементов резервуара, защищенных от коррозии, а также для незащищенных элементов должно назначаться увеличение их толщины за счет припуска на коррозию.

Срок службы резервуара должен быть обоснован выполнением требований нормативных документов по регламенту обслуживания и ремонта, включающего в себя диагностирование металлоконструкций, основания, фундамента и всех видов оборудования, обеспечивающего его безопасную эксплуатацию.

Срок службы резервуаров назначается заказчиком или определяется при проектировании по технико-экономическим показателям, согласованным с заказчиком. Срок службы резервуара включает в себя регламентные работы по обслуживанию и ремонту резервуаров.

В конце срока службы резервуара его ремонт невозможен либо нецелесообразен по экономическим причинам. Эксплуатация резервуаров должна осуществляться в соответствии с инструкцией по надзору и обслуживанию, утвержденной руководителем эксплуатирующего предприятия.

Общий срок службы резервуара должен обеспечиваться проведением регулярного двухуровневого диагностирования с оценкой технического состояния и проведением ремонтов (при необходимости).

Стальные резервуары при необходимости могут быть отремонтированы при условии, что ремонт не снижает общую жёсткость и прочность конструкции.

Управление ресурсом безопасной эксплуатации техники

Допустимый срок эксплуатации – срок эксплуатации оборудования, при котором его выходные параметры не выходят за нормы Нормативный срок, определяемый в процессе проектирования Индивидуальный срок эксплуатации, зависящий от конкретных условий эксплуатации (природно-климатические условия, загрузка оборудования, интенсивность использования, технический сервис)

• Общий срок эксплуатации – до ликвидации оборудования
• Продление индивидуального срока эксплуатации (для каждой единицы оборудования) — осуществляется после истечение расчетно-нормативного срока службы

Рис. 1 Техническая диагностика, восстановление, модернизация,

экспертиза промышленной безопасности

Оптимальный срок эксплуатации – обеспечивает максимальный чистый дисконтированный доход от операционной, инвестиционной и финансовой деятельности Мониторинг изменения рентабельности оборудования и повышенной стоимости, обусловленной избыточной надежностью Техническая диагностика, восстановление, модернизация,

экспертиза промышленной безопасности

1. Методы управления старением машин

Рисунок 2.3 — Срок эксплуатации как объект управления экспертизы промышленной безопасностиЕсли “избыточный” ресурс (“избыточная” надежность) технического устройства может быть заложен на проектно-конструкторской стадии, то срок эксплуатации зависит, в том числе и от условий технического обслуживания и ремонта техники предприятиями-потребителями (рис.2.4). Техническое обслуживание (ТО) оборудования должно включать комплекс необходимых операций по поддержанию его работоспособности или исправности при производственной эксплуатации, ожидании, хранении и транспортировке (рис.2.5). Регулярное и правильное техническое обслуживание продлевает срок службы техники, необходимым условием успешного технического обслуживания является своевременное выполнение четко спланированного графика проведения соответствующих работ [130]. Конструктивные методы увеличения долговечности:- совершенствование расчетов деталей;- выбор материала;- уменьшение концентрации напряжения в деталях;- уменьшение износа деталей машин;- проч. Технологические методы повышения долговечности:- качество исходного материала;- внедрение прогрессивных технологий обработки (термическая обработка деталей; зашита от коррозии; и т.д.)- качество технологий;- контроль качества изготовления;- другие. Эксплуатационные методы замедления процесса старения:— условия работы машин;- профилактика старения машин – комплекс работ для поддержания исправности и работоспособности машин (выбор рациональной системы ремонта);

— техническая диагностика;

— восстановление утраченной работоспособности машины (узла);

— модернизация машины;

Рисунок 2.5 — Методы управления старением машинСуществует несколько разновидностей организации работ по ТО. В настоящее время существует переход от технического обслуживания “по ресурсу” к системе техническое обслуживания “по состоянию”. При системе планово-предупредительного обслуживания и ремонта, т.е.

при техническом обслуживании “по ресурсу”, объемы и сроки выполнения профилактических работ жестко установлены соответствующими нормативами и отражают среднестатистическое состояние всего множества образцов данного типа техники, а не индивидуальное состояние данного образца.

Теория надежности

Теория старения машин:

Оценка старения машин:

Теория физики твердого тела:

• процессы механического разрушения деталей (скорость);
• долговечность деталей при переменных нагрузках (использование логарифмического нормального закона);
• законы износа (расчет интенсивности износа, величина износа, оценка влияющих параметров);

• процесс коррозии, ползучести металла;
• законы изменения свойств твердого тела;
• теория возникновения трещин в металлических соединениях;
• и др.

Проблемы:

1. моделирование динамики износа и отказа:
2. оценка показателей надежности;
3. решение задач оптимизации, связанных с поддержанием и восстановлением работоспособности;
4. исследование показателей надежности и их зависимость от структурно – функциональных связей.

Математическая теория надежности Техническое обслуживание:

• техническое обслуживание;
• контроль работоспособности;
• ремонтно-восстановительные работы:

оптимальное планирование профилактических замен с использованием критерия оптимальности – эксплуатационные затраты Этапы:

• Оценка области существования процесса старения материала
• Оценка предельного состояния машины
• Оценка степени старения машины (используемые показатели – работоспособность, поток отказов)

срок службы машины до восстановления её работоспособности;

гамма-процентный ресурс — календарная продолжительность эксплуатации, в течении которой машина не достигнет предельного состояния с заданной вероятностью;

коэффициент технического использования (используются показатели ремонтопригодности, сохраняемости свойств, годности и др.);

С использованием:

• математических методов — теории вероятности, оптимизации;
• теории отказов;
• общей теории восстановления;

Рисунок 2.4 — Составляющие теории надежностиПри техническом обслуживании “по состоянию” трудоемкие профилактические работы, замена агрегатов проводятся не в связи с наработкой определенного количества часов (выработкой ресурса), а только в необходимых случаях, обусловленных индивидуальным состоянием данного технического устройства. Техническое обслуживание заключается:

• в восстановлении функций оборудования (в частности, услуги по экспертизе промышленной безопасности с целью продления срока службы оборудования оправдывают и реализовывают заложенную избыточную надежность техники);
• в помощи при решении проблем с применением оборудования;
• в проверке совместимости оборудования с другими основными фондами предприятия;
• в предоставлении информации для сохранения и увеличения производительности технического изделия на основании проектных характеристик (максимальное использование заложенных параметров).

Гарантийные услуги технически сложных и дорогостоящих изделий, какими являются машины большой единичной мощности позаказного производства, включают — гарантии по продолжительности срока службы, безопасность и надежность работы основных фондов, быстроту и качество технического сервисного обслуживания, и др.Все необходимые для каждого ТО запчасти могут быть скомплектованы в “сервис-пакеты”, использование которых облегчает работу по снабжению запчастями, учету запаса и расхода запчастей, а также помогает провести ТО качественно и в полном объеме (использует компания “Liebherr”). В современных машинах, насыщенных электронным оборудованием, автоматизированные системы технического обслуживания значительно ускоряют и упрощают поиск и устранение неисправностей, а значит, позволяют сократить эксплуатационные расходы. Например, разработчики строительных машин Volvo сконцентрировали внимание на том, чтобы упростить процесс поддержания их работоспособности, обеспечивая более редкое проведение ТО с помощью таких мощных сервисных систем, как Service Contronic, MATRIS и VCADS Pro [155]. Service Contronic — это портативный ручной прибор, который быстро определяет неисправность при отказе оборудования. Все текущие параметры представлены в следящей за машиной системе MATRIS, располагающей всей информацией о неисправностях и требованиями по сервису. Диагностическая программа VCADS Pro позволяет проверять все рабочие функции машины и приводить их к рабочему состоянию. Согласно заложенным техническим требованиям различные узлы и агрегаты изнашиваются неравномерно, и процесс накопления неисправностей носит вероятностный характер [14]. В принципе, невозможно точно определить момент отказа того или иного конструктивного элемента. Во всех расчетах он прогнозируется как ожидаемое среднее значение, которому соответствует рассеяние истинной величины. При планово-предупредительной системе технического обслуживания и ремонта некоторые узлы и агрегаты, снимаемые с машин и отправляемые в ремонтный фонд, еще имели остаточный ресурс, что приводило к финансовым потерям. В процессе эксплуатации вследствие изнашивания, коррозии, загрязнения и т.д., структурные параметры изменяются от номинальных значений до предельных. Разность между текущими и номинальными значениями характеризует степень отклонения состояния системы от номинального, а разность между текущими значениями и предельными — остаточный ресурс [14]. Таким образом, для оценки возникшей неисправности или определения остаточного ресурса машины или агрегата необходимо знать текущие, номинальные и предельные значения ее структурных параметров. Нормативные и предельные значения параметров указываются в документации на машину, а текущие определяются по контрольным приборам или с помощью диагностического оборудования. Поэтому в настоящее время все большее распространение приобретает система обеспечения надежности и работоспособности машины за счет диагностики технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса узлов и агрегатов, позволяющая сформировать корпоративную техническую политику. В результате диагностических проверок (осмотров) определяется с высокой точностью техническое состояние элементов машин. Целью проверок является выявление неполадок до того, как они станут причиной остановки техники. Другой целью является устранение по возможности как можно большего числа таких неполадок во время плановых остановок в интересах продления времени эксплуатации до следующей остановки — плановой или не плановой. В передовой практике диагностирование осуществляется при участии рабочего и высококвалифицированных специалистов по сервису [84]. Например, машины Caterpillar оборудованы системами контроля их технического состояния — электронной системой CMS, диагностирующая все ключевые функции и контролирующая органы управления. Система предупреждает оператора о текущих и возможных неполадках — система ЕТ (от англ. Electronic Technician — “электронный техник”), позволяет обслуживающему персоналу находить и быстро устранять неисправности. ЕТ предоставляет доступ к модулям системы электронного управления персонального компьютера и применяется [155]: для отображения состояния всех эксплуатационных параметров (частоты вращения коленчатого вала двигателя, режима переключения передач, положения контрольных переключателей и т.д.); для просмотра текущих значений рабочих параметров и для их изменений; для регистрации всех параметров во время работы машины. Подобными же электронными системами оборудованы машины Fiat-Kobelco, Iveco и многие другие. Развитие средств технической диагностики и неразрушающего контроля тесно связано с вопросами обеспечения качества как задачи обеспечения промышленной и экологической безопасности оборудования. На сегодняшний день для целей технической диагностики и неразрушающего контроля применяют около 100 физических методов основных видов неразрушающего контроля, номенклатура парка средств неразрушающего контроля и технической диагностики, вспомогательных принадлежностей и материалов составляет около 1000 наименований [136]. Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации устройств, оборудования и сооружений проводятся на основании нормативных документов Госгортехнадзора. В сложившейся системе обеспечения безопасности сложных технических систем, для получения информации об анализе исправного состояния оборудования в период его использования по назначению, необходим постоянный и компетентный контроль безопасности оборудования третьей стороной (независимой по отношению к заводу-изготовителю техники и предприятию-потребителю) — специализированной экспертной организацией [124]. Продление срока полезного использования технических устройств осуществляется, в соответствии с нормативными актами, специализированной экспертной организацией в рамках услуги — экспертиза промышленной безопасности.Экспертиза промышленной безопасности — оценка соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности [147]. В рамках оценки соответствия специализированная экспертная организация выдает заключения экспертизы в виде рекомендации по ресурсу обследуемого объекта (оборудования) в целом, определяемого достижением им предельного состояния, так и его составляющих. Характер заключения экспертизы (положительный или отрицательный) зависит от фактического состояния обследованного оборудования. Неисправным признается состояние, при котором оборудование не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации [29].Срок безопасной эксплуатации машины можно увеличить (изменить), т.е. он является управляемым объектом, или объектом управления. Следовательно, срок эксплуатации техники — объект управления экспертизы промышленной безопасности.Продление срока службы оборудования может быть рассмотрено в двух аспектах:

1. технический смысл продления срока эксплуатации — новое качество оборудования, изменение в паспорте машины, учет неравнопрочности деталей с целью — в дальнейшем максимально эффективно использовать проектные характеристики оборудования;
2. продление срока эксплуатации машины — это инвестиционный ресурс, т.к. позволяет оптимизировать процесс воспроизводства парка оборудования.

Продление срока службы оборудования посредством вовремя проведенного диагностирования, комплексного обследования, централизованного ремонта, т.е. запасы производственного потенциала, рассматриваются в качестве значительных резервов роста эффективности хозяйственной деятельности, для реализации которых необходимо совершенствовать организацию производственного процесса, технико-технологическую базу предприятия. По оценкам специалистов износ основных фондов по отраслям промышленности варьируется в пределах от 50 — 80%. В свете существующей проблемы глобального износа основных фондов, промышленности необходима не только государственная поддержка в рамках соответствующей экономической политики, но так же повышение качества корпоративного управления техническим перевооружением производства, в т.ч. в части совершенствования прогнозирования и планирования оптимизации возрастной структуры эксплуатационного парка оборудования.

Как будем продлевать срок службы зданий и ТУ в 2022 году? — МТК Эксперт

Еще в мае 2021 года Госдума приняла в первом чтении некий законопроект № 1144919-7. Он вносит поправки в закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

А именно – изменяет и дополняет «порядок эксплуатации» зданий, сооружений и технических устройств на ОПО.

Вы читали законопроект? Если нет – почитайте https://sozd.duma.gov.ru/bill/1144919-7. Там… больше вопросов, чем ответов.

Например, зачем менять «шило на мыло» и вместо старых-добрых (местами опытных) экспертов ПБ вводить новых, мало понятных «специалистов»? А вместо уже «родной» экспертизы ПБ – новые (новые?) виды диагностики?

Зачем «вешать всех собак» на эксплуатантов ОПО? Повышать их ответственность до небес, прикрываясь экономией и «типа свободным выбором»? Зачем… Зачем… Зачем… Кажется, даже Ростехнадзор (разработчик законопроекта) не знает всех ответов. Куда уж нам с вами. Тем не менее… Если все пойдет гладко, поправки для ФЗ №116 вступят в силу 1 марта 2022 года. С их помощью наш доблестный госорган (конечно, при поддержке Правительства РФ) хочет:

• «снизить» расходы организаций, эксплуатирующих ОПО, которые связаны с необходимостью продления сроков эксплуатации технических устройств, зданий и сооружений.

«Вот если б совсем отменили продление… Используй, пока не сломается…». Хм… Мечтайте… Хотя «на бумаге» новый порядок смотрится отлично. Всё решаем сами. Свободный выбор исполнителя (хоть эксперта, хоть специалиста, хоть своими силами). Прозрачность. Полный контроль… Давайте обо всем по порядку.

• Как в итоге будем продлевать срок эксплуатации зданий и ТУ?
• Нет, конечно. У процесса будет три этапа вместо одного:
• 1) Проведение диагностики:
• 2) «Решение» (=официальный документ за подписью) руководителя о возможности дальнейшей эксплуатации здания, сооружения или технического устройства.
• 3) Передача копии «решения» в Ростехнадзор в течение 14 рабочих дней со дня принятия (доверяй, доверяй… но не очень-то); причем к «решению» обязательно нужно приложить:

Очень просто. Всё решит руководитель эксплуатирующей организации (руководитель обособленного структурного подразделения). За ним будет главное и последнее слово (ну как слово… «решение»). Вот решили, что здание «еще 30 лет простоит», а кран «переживет внуков наших внуков». Окей. «Рисуем» документ о «возможности дальнейшей эксплуатации» (на бумаге или в электронной форме). И работаем дальше… «Что, вот так просто взяли и решили?» — обследование технического состояния зданий и сооружений; — техническое диагностирование технических устройств.

• заключение по результатам технического диагностирования ТУ;
• заключение по результатам обследования технического состояния зданий и сооружений.

Вуаля. Срок эксплуатации продлен! Ну, да… Будет еще… куча новой ответственности. За качество диагностики. За безопасность (зданий, сооружений, ТУ). За всё… плохое, что случится с объектом после продления.

Сейчас этот «крест» несет экспертная организация. После поправок бремя (целиком и полностью) ляжет… на руководителя эксплуатирующей организации.

Именно он должен помнить, что отжившие (по документам) свой век здания, сооружения, технические устройства нельзя эксплуатировать без «решения о возможности их эксплуатации» (=без диагностики для принятия такого решения).

Именно он обязан организовать диагностику, позвать людей, проконтролировать их работу. Именно с него «спросит» Ростехнадзор за аварии, инциденты, несчастные случаи на «продленном» объекте.

Да-да, «наличие решения о возможности эксплуатации технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах» станет обязательным требованием при эксплуатации ОПО.

Что же хочет Ростехнадзор от таких изменений? Правильно. Повысить «добросовестность» и дисциплинированность руководителей ОПО. Привить им «понимание личной ответственности» (хорошо хоть не «вдолбить») за безопасность зданий, сооружений и ТУ. Вы руководитель ОПО? Тогда готовьтесь. Вас ждет, как минимум, двойная ответственность.

• за качество работы по обследованию зданий (сооружений)/диагностированию ТУ (вы же звали и выбирали специалистов, сами и «отдувайтесь»);
• за безопасность зданий, сооружений, ТУ после диагностики (помните – ваше «слово», ваше «решение»).

Да что за диагностика такая? Вполне обычная… пусть и новая «на бумаге».

1) Обследование технического состояния зданий и сооружений на ОПО, чтобы определить и оценить «фактические значения контролируемых параметров, характеризующих эксплуатационное состояние, пригодность и работоспособность зданий и сооружений, а также определяющих возможность их дальнейшей эксплуатации или необходимость их восстановления и усиления».

2) Техническое диагностирование технических устройств, применяемых на ОПО, чтобы всесторонне обследовать ТУ и определить их техническое состояние (в т. ч. возможность дальнейшей эксплуатации).

Всё, граждане… Никаких вам больше экспертиз (где-то в уголке грустит одинокий эксперт ПБ). Здания-сооружения вообще уберут из «предметов» ЭПБ (изменят п. 1 статьи 13 ФЗ №116).

В случае с ТУ – экспертам оставят «доступ к телу». ЭПБ нужна только «до начала применения технических устройств на ОПО». То есть – для подтверждения соответствия (конечно, если иное не установлено техническим регламентом).

При этом (законотворцы заботятся о нас и экономят наши деньги):